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Alternativas de venta y

perspectivas de costos

marginales futuros:

desafíos para la mini hidro

21 de junio de 2017

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Take aways

Mercado mayorista muy competitivo

Varias opciones de contratos

Precio estabilizado interesante para la mini hidro

Proyecciones cercanas de CMgs a la baja

Recuperándose lentamente al 2030

Congestión en transmisión del sur afectando el mercado

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Agenda

1. Alternativas de comercialización

1. Mercado spot y mercado de contratos

2. Mercado de contratos - clientes libres

3. Mercado de contratos – licitaciones

4. Energía contratada y proyección de demanda

5. Precio estabilizado

2. Proyección del costo marginal

1. Contexto del mercado

2. Metodología de proyección de largo plazo

3. Modelo de proyección de corto plazo - Helo

4. Principales supuestos de la simulación

5. Resultados y análisis

3. Reflexiones finales

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Mercado spotMercado de contratos

Alternativas de comercializaciónMercado de contratos y Mercado spot

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Fuente: Systep, 2017

Empresas generadoras convencionales + ERNC

PMGDPMGEmpresas

distribuidoras

Clientes libres

Coordinador

Contrato

regulado por

licitaciones

Contrato bajo

negociación

directaCMg energía y

precio potencia

Precio

estabilizado

Compra/venta

energía y potencia

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Mercado de contratos - clientes libres

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Posibilidades de contratación por la entrada de nuevos proyectos de consumo (ej: proyectos mineros) o por vencimiento de contratos existentes.

Precio de contrato estará dado por la visión de precios futuros que tengan el generador y el consumidor.

Estos precios debiesen tender a la baja porque el mercado se ha tornado más competitivo luego de las últimas licitaciones.

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Resultados de últimas licitaciones de suministro de clientes

regulados

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Mercado de contratos – licitaciones

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La próxima licitación (2017/01), a desarrollarse el 11 Octubre

2017, agregará bloques estacionales que permiten reducir los

riesgos de mercado de los proyectos hidroeléctricos. Se

licitarán 2.200 GWh para el periodo 2024-2043.

Licitación 2017/01

7

Mercado de contratos – licitaciones

Bloque de suministro 1A 1B 1C 2A 2B 2C 2D

Energía anual [GWh]

(Base + Variable)528 778 394 125 125 125 125

Horario de suministro0:00 a 7:59 y

23:00 a 23.59

8:00 a

17:59

18:00 a

22:5924 horas 24 horas 24 horas 24 horas

Subbloques 85 85 85 25 25 25 25

Fecha de suministro01/ene -

31/dic

01/ene -

31/dic

01/ene -

31/dic

01/ene -

31/mar

01/abr -

30/jun

01/jul -

30/sep

01/oct -

31/dic

Periodo de

suministro2024-2043

Fuente: CNE, 16 de Junio 2017

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Energía contratada para clientes regulados por empresa generadora y

proyección de demanda de Systep

Energía contratada – clientes regulados

Año 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Sobrecontratación (%) 16% 20% 33% 23% 27% 27% 17%

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Energía contratada de clientes libres por empresa generadora y

proyección de demanda de Systep

Energía contratada – clientes libres

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Energía contratada total y proyección de demanda para el SEN

A partir del 2017 hay demanda libre no contratada producto del vencimiento de contratos, del ingreso de nuevos consumos y de la migración de clientes regulados a libres.

En base a la proyección Systep, a partir del año 2023 se observa demanda regulada no contratada que crece y es importante al 2024/25 (licitación se cambió del 2023 al 2024).

Energía contratada y proyección de demanda

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Precio estabilizado como interesante alternativa de venta

Históricamente, el precio estabilizado (monómico) ha sido menor que el costo marginal.

Sin embargo, eso no significa que esa tendencia continúe en el futuro

Temor por riesgo regulatorio, eventuales cambios en autodespacho

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¿Posible cambiotendencial?

Régimen de precio estabilizado

Fuente: Systep 2017

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Agenda










3. Modelo de proyección de corto plazo - HELO




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Importancia del costo marginal

Valoriza intercambios en generación entre generadores

Es por ende factor de riesgo de los generadores

Evoluciona según condiciones de generación y costos

Valores bajos reflejan eficiencia en el mercado (uso tecnologías

competitivas)

Ilustra tendencia del mercado y, por ende, costo de desarrollo

Factores de dependencia del costo marginal

Volatilidad

Tecnologías

Hidroelectricidad

Precio de combustibles

Proyección de costos marginales

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Incertidumbre en las tecnologías de expansión

Factores técnicos, regulatorios y sociales (rechazo)

Aumento del nivel de competencia

Nuevos participantes en licitaciones de suministro

Cambios regulatorios e integración

Regulación (transmisión, distribución, derechos de agua, ambiental)

Revisión de normas técnicas y mesas de trabajo

Coordinador Eléctrico Nacional

Desafíos de la transmisión

Sistema nacional 500 kV (Crucero-Charrúa) e interconexión SIC-SING

Planificación de largo plazo.

Desacoples futuros, particularmente en el sur

Proyección de costos marginalesContexto del mercado

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Contexto del mercado

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D

ProyectosTopología de la redParque generador

existenteProyectos de generación

DemandaProyectos de alto

consumoCrecimiento escalonado

SupuestosProyección de precios

de combustibleTasa de descuento

Definición de plan de obras

Despacho económico55 Hidrologías – OSE 2000

Flujo de caja libre

Valorización económica y financiera

Modificación plan de obras

Resultados del modelo

Costos marginalesGeneración

Flujos en líneas de Tx

Flujo de caja libre¿VAN ≈ 0; TIR > WACC?

¿Factor de planta centrales GNL sustentan contrato de

gas?

Definición de escenarios de expansión

Sí

No

Systep utiliza una metodología basada en elsupuesto de racionalidad económica en elmercado

La fecha de entrada de centrales convencionales genéricas es ajustada de forma que se rentabilice la inversión, dadas condiciones mínimas de operación

Los precios son determinados por un balance entre oferta y demanda, cumpliendo como mínimo el requerimiento ERNC (20% al 2025)

Metodología de proyección de largo plazo

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Modelo de proyección de corto plazo - Helo

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HELO (Hourly Electric Operation) es un modelo de programación lineal entera mixtadesarrollado por Systep, como un complemento del OSE2000, que permite simular laoperación horaria del sistema considerando aspectos técnicos relevantes en el corto plazo.

Salidas modelo de largo plazo (OSE2000)

• Volúmenes mensuales de embalses

• Valor del agua en embalses

Modelo HELO

Datos horarios (supuestos)

• Demanda

• Perfiles ERNC

• Mantenimientos

Parámetros técnicos

• Mínimos técnicos• Tiempos mínimos y

costos de partida y detención

• Rampas de subida y bajada

• Reserva en giro

Optimizador

Resultados horarios

• Costos marginales

• Generación

• Flujos por las líneas

Análisis• Cycling centrales

• Curtailment renovable

• Mínimos técnicos

• CMg día/noche

• Otros

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Principales supuestos de la simulaciónCasos Systep

Incertidumbre en el nivel de

precios futuro

1. Caso Inferior: Expansión eficiente del sistema en base a ERNC, considerando nuevas

unidades GNL flexibles necesarias para

complementar la operación solar

Costo de desarrollo : 58,7 US$/MWh

1. Caso Superior: Los proyectos térmicos en base a GNL serán la tecnología de expansión

eficiente

Costo de desarrollo : 76,8 US$/MWh

Dos casos Systep

para modelar esta

incertidumbre

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Principales supuestos de la simulaciónNuevo Caso Inferior

• Se considera una expansión eficiente del sistema en base a ERNC con unapenetración mayor a la requerida en la ley, la cual está limitada por criteriostécnicos que permitan complementar de forma económica la variabilidad

intradiaria de las centrales renovables.

• Se considera que en el largo plazo el escenario debe ser rentable paradesarrolladores que posean en su cartera de proyectos tanto centrales solares

como centrales a gas

Balance intradiario entre la generación solar y GNL

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Principales supuestos de la simulaciónNuevo Caso Inferior

Si el máximo es 1000 MW

solar, la rampa máxima

observada es de 11

MW/min

0 500 1000 15000

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10Rampa Solar

24 horas - 1 min

MW

/min

Maxima anual

Promedio anual

Se requieren los mismos

1000 MW con GNL, para

que las unidades sean

capaces de tomar dicha

carga

Se determina las rampas de aumento y caída solar que deben ser

compensadas por generación térmica (GNL).

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Principales supuestos de la simulaciónPlan de obras de generación

Capacidad instalada de nuevas centrales periodo 2017 a 2022 – SEN

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Total: 5.613 MW

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Principales supuestos de la simulaciónPlan de obras de generación – Caso Inferior

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La entrada de nuevos proyectos de generación ha provocado una mayorcompetencia en el mercado, el nuevo equilibrio resultante entre mayor oferta degeneración y menor demanda eléctrica, anticipa un difícil desarrollo de nuevosproyectos de generación en el mediano plazo.

Capacidad Instalada del plan de obras Caso Inferior = 14.878 MW

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Principales supuestos de la simulaciónPlan de obras de generación – Caso Superior

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Capacidad instalada del plan de obras Caso Superior = 8.553 MW


Dadas las condiciones del mercado (demanda, combustibles, proyectos enconstrucción, entre otros) disminuye la necesidad de proyectos térmicos de expansiónhasta inicios de 2030 en ambos casos, inferior y superior.

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Principales supuestos de la simulaciónParticipación ERNC - Caso Superior

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Centrales en construcción

Entrada centrales ERNC genéricas para cumplir la ley 20/25


El cumplimiento del requerimiento ERNC es excedido hasta el año 2034

sólo considerando las unidades existentes y en construcción

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Principales supuestos de la simulaciónParticipación ERNC - Caso Inferior

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Centrales en construcción

Entrada centrales ERNC genéricas maximizando la relación 1:1 Solar-GNL


Porcentaje de penetración ERNC cercano a 35% en el año 2035

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Principales supuestos de la simulaciónPrincipales obras de transmisión

Interconexión SIC - SING se considera a partir de abril de 2018

Se consideran proyectos de transmisión incluidos en el Estudio de

Transmisión Troncal (ETT)

Obras genéricas posteriores al año 2025

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Principales líneas de transmisión

Interconexión SIC-SING

Cardones - Diego de Almagro 2x220 kV (segundo circuito) SAESA/Chilquinta 1x290 may-2017

Ciruelos - Pichirropulli 2x220 kV (incluye S/E Pichirropulli) SAESA/Chilquinta 2x290 may-2018

Charrúa - Ancoa 1x500 kV: tercer circuito Elecnor 1x1700 mar-2018

Nueva Charrúa - Charrúa 2x220 kV: nueva línea Transelec 1000 dic-2018

Pichirropulli - Puerto Montt 500 kV Abengoa 1x660 jul-2021

Descripción ResponsableCapacidad

[MVA]

Puesta en

servicio estimada

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Costo Marginal en Alto Jahuel 220, promedio anual de las 55 hidrologías simuladas

Costos marginales decrecen en el periodo 2018 – 2021 por:

Menor demanda proyectada

Menores precios del carbón

Puesta en servicio de nuevos proyectos renovables y convencionales

Mejoras en el sistema de transmisión solucionan congestiones de transmisión

27

52

49

76

59

46

46

Corto - mediano plazo Mediano - largo plazo Largo plazo

Resultados y análisisProyección costos marginales de largo plazo


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Resultados y análisisProyección costos marginales zona sur mediano plazo

• Con el aumento de la generación de base eficiente en la zona sur del SIC, en

parte adjudicados en las últimas licitaciones, se producen congestiones en la

línea Cautín – Ciruelos 220 kV (destacada en el esquema).

• Los nuevos proyectos ERNC al sur de SE Ciruelos (San Pedro, Caman, Esperanza

y Puelche Sur) suman 628 MW, que entrarían en operación en el periodo 2021-

2022.

• Los costos marginales podrían llegar a valores cero, produciendo vertimientos

de centrales eólicas y de pasada durante los meses de invierno entre los años

2021-2024

(May-2024)

(Jul-2021)

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Resultados y análisisProyección costos marginales zona sur mediano plazo

• Desacople zona sur de Ciruelos entre 2021-2025

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Resultados y análisisProyección de costos marginales horarios HELO – Junio 2023

Costos marginales horarios en Charrúa 220 y Valdivia 220

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Vertimientos de centrales eólicas y costos marginales – hidrología 2013-2014

Resultados y análisisAnálisis proyecciones horarias HELO – Junio 2023

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Vertimientos de centrales hidráulicas de pasada – hidrología 2013-2014

Resultados y análisisAnálisis proyecciones horarias HELO – Junio 2023

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Resultados y análisisProyectos de transmisión de la zona sur periodo 2019-2024

En los últimos planes de expansión del Sistema de Transmisión

Troncal se proponen obras de transmisión que ayudan a

aliviar las congestiones de la zona.

Ampliación S/E Mulchén Subestación - Ago-19 Aprobada CNE

Río Toltén: Nueva subestación (seccionamiento Cautín - Ciruelos 2x220 kV) Subestación - Nov-19 Aprobada CNE

Ampliación S/E Ciruelos 220 kV Subestación - Nov-19 Aprobada CNE

Pichirropulli - Puerto Montt 500 kV: nueva línea, primer circuito a 220 kV Línea 1x660 Jul-21 Adjudicada

Nueva Puerto Montt - Nueva Ancud 2x500 kV: nueva línea Línea 2x1500 MVA Jun-23 Aprobada CNE

Ciruelos - Nueva Cautín 2x500 kV: nueva línea Línea 2x1700 MVA May-24 En evaluación CNE

Charrúa - Ancoa 1x500 kV: cuarto circuito Línea 1x1700 - En evaluación CNE

EstadoTipoPuesta en

servicio estimada

Capacidad

MVADescripción

A partir del 2025 se asume que es posible construir las expansiones de

transmisión necesarias para que el sistema opere sin restricciones.

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Agenda










3. Modelo de proyección de corto plazo - Helo




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Reflexiones finales

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Incertidumbre en la tecnología de expansión

Systep utiliza como mínimo 2 escenarios de expansión de manera de entregar

un rango de valores posibles para los costos marginales futuros

Es posible analizar sensibilidades adicionales respecto del precio de

combustibles y otras variables

Aumento del nivel de competencia

Disminución costos marginales (corto-mediano plazo), producto de una gran

penetración de nuevos proyectos ERNC con importantes reducciones de sus

costos de inversión

Procesos de licitaciones clientes libres y regulados como principal motor de

inversión, permitiendo la entrada de nuevos participantes al mercado

Reducción crecimiento demanda

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Reflexiones finales

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Cambios en el mercado

Proyectos de transmisión permiten descongestionar problemas de

capacidad, acoplando los costos marginales del sistema

Interconexión SIC-SING permitirá transportar energía económica de un

sistema a otro

Desafíos de transmisión en la zona sur del SIC

En el corto-mediano plazo se observan desacoples en los costos marginales

de SE Ciruelos al sur producto de restricciones de transmisión de la zona

Los costos marginales podrían llegar a cero, durante los meses de invierno, en

las barras al sur de la línea Cautín – Ciruelos 220.

Las restricciones de transmisión podrían generar vertimientos de centrales

eólicas y de pasada en la zona

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Alternativas de comercialización

Bajos retornos en el mercado spot (corto y mediano plazo)

Contratos regulados con distribuidoras han sido cada vez más competitivos,

llegando a bajos precios de adjudicación

Contratos libres debieran seguir la misma tendencia de reducción de precios

El precio estabilizado puede ser una buena alternativa para los pequeños

generadores, teniendo en consideración que el tiempo mínimo de estadía en

este régimen es de 4 años. Se puede considerar como un “PPA virtual” en el

que el generador vende toda su producción a un precio estable.

Reflexiones finales

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Más información sobre el sector energía

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Estadísticas del sector

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Reporte Systep

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